煤直接液化油含有较多的芳烃、氮、氧、硫杂原子和不饱和烃类化合物，氢含量较低，不含渣油，化学性质不稳定，需要首先加氢精制，然后再用石油精炼技术生产高辛烷值汽油、喷气燃料油、柴油以及芳烃、碳素化工原料。煤液化油加工的工艺条件主要取决于原料的氢含量、杂原子含量和油的沸点范围。

加氢精制油是催化裂化和重整的原料油。沸程C₄约400℃的煤液化油的精制是用石油加氢精制催化剂在氢压8.0MPa的两段固定床反应器中进行的。第一段温度230～250℃，主要是油中不饱和物加氢; 第二段温度400℃，使含氮、氧和硫的化合物加氢裂化，部分芳烃加氢。加氢精制过程的油收率96%，生成气体3.1%，氢耗1.7%。

汽油和芳烃沸点低于180℃的加氢精制油，含有较多的环状化合物，具有很好的重整性。在氢压4.0MPa、温度480℃下用铂催化剂重整，制得初馏点40℃、终馏点180℃的汽油，发动机法测定的辛烷值大于100，是优质的汽油掺合料。汽油中芳烃含量10%左右，也是制取苯、甲苯和二甲苯的原料油组成。

喷气燃料油由沸程180～300℃的加氢精制油，在氢压4.0MPa、温度400℃和290℃下进行正构烷烃异构化反应和芳烃催化加氢反应，制得的喷气燃料油的特点是2～3环的环烷烃含量高、密度大(0.8126g/cm3)、结晶温度低 (-60℃)、热值高 (43.3MJ/kg)，是极好的喷气燃料油。

柴油沸程300～400℃的加氢精制油，含氢12.8%、芳烃含量31.8%。除用作煤液化的溶剂外，多余部分经过催化加氢裂化，可以得到汽油43.6%，柴油42.3%，气态烃15.4%。沸程179～360℃的柴油，十六烷值40左右。由煤液化油制取柴油氢耗较高，约为4%～4.5%。 2100433B

煤直接液化方法主要有溶剂精炼煤法、氢煤法、供氢溶剂法、两段催化液化法和煤油共炼法。

溶剂精炼煤法(solvent refined coalprocess简称SRC) 煤与自身液化油为溶剂制成油煤浆直接加氢的工艺。煤在溶剂中借助高温和氢压作用溶解或解聚，进而又发生加氢裂解，生成较小分子碳氢化合物、轻质油和气体。

按加氢深度的不同，SRC法又分为SRC—Ⅰ和SRC—Ⅱ两种。SRC—Ⅰ法以生产固体、低硫、低灰、热值约38.7MJ/kg的溶剂精炼煤为主，用作锅炉燃料，也可以作为炼焦配煤的粘合剂、炼铝工业的阳极焦、生产碳素材料的原料或进一步加氢裂解成液体燃料。SRC—Ⅱ法是SRC—Ⅰ法的改进，煤液化反应器的液态产物的一部分再循环，作为配制煤浆的部分溶剂，以生产液体燃料为主。

两种方法的工艺过程基本相似。煤和液化过程的循环溶剂制成煤浆，与氢气混合后，经过预热进入溶解液化反应器，反应产物有气体、液体和固体残余物，先分出气体，液态混合物再经过蒸馏切割出馏分油。在SRC—Ⅰ法中，蒸馏釜底物需要过滤，将液体与未溶解煤及矿物质分离，滤液再进行减压闪蒸，分出重质油，剩余物即是溶剂精炼煤 (SRC)。

氢煤法(H-coal process) 采用加压沸腾床反应器进行煤的催化加氢的液化工艺。煤借助高温和催化剂的作用，在氢压下裂解成较小分子的液态烃类燃料。由美国碳氢化合物研究公司 (HRC) 于1973年开发，其特点是采用石油渣油的催化加氢裂化的沸腾床反应器和高活性催化剂，由煤直接制取合成原油或洁净燃料油。

煤的循环溶剂制成煤浆，与氢气混合后，经过预热进入装有颗粒状Co—Mo/Al₂O₃催化剂的沸腾床反应器。由于反应器的特殊结构，内部设有循环管，底部装有循环泵及粒度适当的煤粒和催化剂颗粒，反应过程中的残煤、矿物质及气、液态产物从反应器顶部导出，少部分则由循环管导出，经循环泵再返回反应器，催化剂仍留于反应器内，且保持沸腾状态。反应过程中连续排放少量已使用过的催化剂(每天1%～3%)，新催化剂由反应器顶部补充，以稳定床层内催化剂的活性。煤浆在氢压20MPa、温度425～450℃、煤速240～800kg/(h·m3)、催化剂补充量每吨煤为0.23～1.4kg条件下加氢液化，液态产物在闪蒸器分出轻质油后，用水力旋流器分出循环溶剂油，然后经过常压、减压蒸馏切割各种馏分油。

供氢溶剂法(exxon donor sovent process 简称EDS) 煤借助供氢溶剂作用，在一定温度和压力下溶解加氢液化的工艺。美国埃克森研究和开发公司于1976年开发，1985年完成日处理煤250t半工业试验装置，烟煤油收率是55%～60%，次烟煤是40%～45%，褐煤是47%，油品主要成分是轻、中质馏分油。该法特点是循环溶剂的一部分在一个单独的固定床反应器中，用高活性催化剂预先加氢，变成供氢溶剂。

煤和预加氢的供氢溶剂及循环溶剂制成煤浆，与氢气混合后，经过预热进入液化反应器，反应温度420～450℃，压力 10～14MPa，停留时间为30～100min，液态反应产物分馏成馏分油和循环溶剂油。该法液化烟煤时，C₁～C₄气体烃产率22%，馏分油中石脑油占37%，中质油 (180～340℃) 占37%。已利用EDS法设计出日处理11000t煤液化工厂，年出产品130×10t。

两段催化液化法(CTSL) 煤在2个沸腾床反应器(二段)中，经高温催化加氢裂解成较低分子的液化产物的方法。美国碳氢化合物研究公司 (HRI)开发，其特点是煤液化反应过程的第一段和第二段都采用高活性的加氢裂解催化剂(Ni、Mo或Co、Mo颗粒状催化剂) 和沸腾床反应器，2个反应器既分开又紧密相连，使煤的热溶解和加氢反应各自在最佳反应条件下进行，生成较多的馏分油、较少的气态烃，油品质量好，氢有效利用率高。

煤和循环溶剂制成的煤浆，与氢气混合后，经过预热进入第一段反应器，进行煤溶解，煤热解的自由基碎片加氢，从而防止了缩聚反应，生成较多的重质供氢溶剂;第二个反应器反应温度较高，使未转化煤和重质油进一步转变成馏分油，脱除氮、氧和硫杂原子。反应产物首先用氢气淬冷，然后分成气态和液态产物。液态产物通过常压、减压蒸馏，分出馏分油，残渣送到临界脱灰装置 (CSD)，回收沸点高于402℃的重质残油，用作循环溶剂。

煤油共炼法煤和石油渣油(重质馏分)混合制成的煤浆，借高温和催化剂作用，进行加氢裂化和液化反应，将煤和渣油同时转变成馏分油的方法。在反应过程中，渣油作供氢溶剂;煤和灰分促进渣油转变成轻、中质油，防止渣油结焦，吸附渣油中镍、钒重金属，由于这种协同作用，煤油共炼比煤或渣油单独加工油收率高，氢耗低，可以处理劣质油，工艺过程比单独液化煤简单，建厂投资低，是发展煤直接液化的过渡技术。

美国碳氢化合物研究公司(HRI)开发的两段煤油共炼法(HRI·COP)是比较先进的技术。石油渣油和煤制成含煤40%～50%的煤浆，同氢气混合后，经过预热，依次通过装有颗粒状的钴钼和镍钼催化剂的2个沸腾床反应器，在温度400～470℃、压力15～20MPa下进行加氢裂化和液化反应，液态产物用常压、减压蒸馏法切割回收轻、中质馏分油。

煤直接液化产物的性质和产率受煤的性质、溶剂、催化剂、反应压力和温度等条件影响。

煤的液化性能取决于煤的分子结构、组成和煤岩组分。活性组分大于80%、挥发分大于38%、芳香度小于0.7、碳含量82%～85%、灰分小于10%的煤具有较高液化转化率和油收率。低阶烟煤和高阶褐煤是适宜的液化煤种。褐煤活性大，氧含量高，液化过程中用氢量比烟煤多。

溶剂在煤液化过程中起着溶解煤、使气相氢向煤或催化剂表面扩散供氢和传递氢、防止煤热分解的自由基碎片缩聚等作用。结构与煤分子相似的多环芳烃，对煤有较大的溶解能力。在煤液化过程中，用煤直接液化油的中质和重质油的混合油作为溶剂，称作循环溶剂，其主要组成是2～4环的芳烃和氢化芳烃。中质油经过预先加氢，具有更好的供氢能力。

催化剂的活性和选择性影响煤液化反应速率、转化率、油收率、气体产率和氢耗量，以及反应温度和压力。煤直接液化工艺所用的催化剂是铁系或镍钼等催化剂。Co—Mo/Al2O3、Ni—Mo/Al2O3和(NH4)2MoO4等催化剂活性高，用量少，但须再生反复使用。Fe₃O₃、Fe3O4、FeS2和FeSO4等铁系催化剂活性低，用量较多，价格便宜，不用再生。氧化铁和硫或硫化钠组成的铁硫系催化剂具有较高的活性，在煤加氢液化反应条件下转变成H₂S，使氧化铁转变成活性较高的硫化铁，并有供氢和传递氢的作用。

反应温度是加氢液化的先决条件。煤加氢的起始温度与煤热分解起始温度大致相同，最高温度低于煤胶质体结焦温度，一般在400～470℃范围内。提高液化反应温度，有利于增加煤液化反应速度和转化率，但也增加了气体产率和结焦的可能性。

反应压力在煤加氢液化过程中有助于氢在溶剂中溶解，抑制煤分解生成气体，但提高反应压力将增加设备投资和操作困难。煤液化工艺技术发展方向是降低反应压力，早期煤液化压力70MPa，现已降到10MPa。

煤炭直接液化的工艺过程主要包括原料煤破碎与干燥、煤浆制备、加氢液化、固液分离、气体净化、液体产物分馏和精制以及液化残渣气化制取氢气等部分。煤直接液化的主要产品是优质汽油、喷气燃料油、柴油和芳烃以及碳素化工原料，并副产燃料气、液化石油气、硫磺和氨等。工艺过程热效率高达70%。

直接液化是在高温（400℃以上）、高压（10MPa以上），在催化剂和溶剂作用下使煤的分子进行裂解加氢，直接转化成液体燃料，再进一步加工精制成汽油、柴油等燃料油，又称加氢液化。

本书主要论述了当今世界上唯一一套煤炭直接液化工业示范项目的基础研究、技术开发及工业实践成果，包括煤炭直接液化各工艺过程的化学反应、催化剂、原料和产品、工艺过程和工艺流程、主要操作参数和操作技术、主要设备及环境保护等内容。本书内容完整、实用性较强，反映了当代煤炭直接液化技术及工程化的最新成果。

序

前言

第1章绪论1

1.1我国原油与成品油的需求与生产1

1.2我国成品油的生产与消费2

1.3煤炭直接液化的可行性简要分析3

1.3.1可行性研究报告结论简介3

1.3.2项目总体优化5

1.4煤炭直接液化工程工艺过程综述6

1.4.1制氢系统8

1.4.2煤炭直接液化系统12

1.4.3煤炭液化产品精制系统17

1.4.4环境保护系统18

参考文献25

第2章煤炭直接液化原料煤及前处理26

2.1原料煤及前处理与液化特性的关系26

2.1.1煤化程度与液化特性的关系26

2.1.2煤的岩相组成与液化特性的关系31

2.1.3煤中矿物质与液化特性的关系35

2.1.4原料前处理与液化特性的关系38

2.2原料和产品40

2.2.1原煤40

2.2.2原煤筛分浮沉试验结果49

2.2.3洗精煤原料52

2.2.4煤粉产品52

2.3工艺过程54

2.3.1洗精煤的粉碎54

2.3.2煤粉的干燥55

2.4工艺流程58

2.4.1煤粉加工工艺流程58

2.4.2煤粉加工基本原理58

2.4.3煤粉加工流程概述60

2.5主要操作参数和操作技术62

2.5.1操作参数62

2.5.2主要操作技术63

2.6主要设备64

2.6.1磨煤机64

2.6.2热风炉66

参考文献67

第3章煤炭直接液化催化剂68

3.1煤炭直接液化催化剂分类、机理与应用69

3.1.1煤炭直接液化催化剂种类69

3.1.2煤炭直接液化催化剂的作用机理69

3.1.3煤炭直接液化催化剂在各工艺中的应用7;

3.2“863”催化剂制备化学72

3.2.1a-FeOOH72

3.2.2r-FeOOH73

3.2.3S-FeOOH75

3.3“863”催化剂制备的原料和产品76

3.3.1主要原料的影响76

3.3.2产品主要质量指标的影响因素及工艺调整原理77

3.4“863”催化剂的制备工艺过程和工艺流程78

3.4.1催化剂制备的工艺过程78

3.4.2催化剂制备工艺流程8;

3.5主要操作录和控制85

3.5.1工艺控制参数85

3.5.2工艺控制过程86

3.6主要设备87

3.6.1溢流球磨机87

3.6.2隔膜板框压滤机89

3.6.3刮板输送机9;

3.6.4滤饼仓把料器91

3.6.5回转圆筒干燥机92

3.6.6风扫磨92

3.6.7选粉机95

3.6.8氧化反应器96

参考文献97

第4章煤炭直接液化98

4.1煤炭直接液化机理98

4.1.1煤炭的结构98

4.1.2煤炭直接液化机理103

4.1.3煤炭直接液化化学反应126

4.2煤炭直接液化工艺过程和工艺条件130

4.2.1煤炭直接液化工艺过程130

4.2.2煤炭直接液化工艺条件161

4.3原料和产品180

4.3.1原料180

4.3.2产品182

4.4工艺流程188

4.4.1神华煤炭直接液化工艺188

4.4.2神华煤炭直接液化项目工艺流程196

4.4.3神华煤炭直接液化项目工艺流程概述207

4.4.4物料平衡和元素平衡214

4.5操作面和主要操作技术219

4.5.1操作参数219

4.5.2主要操作技术221

4.6主要设备224

4.6.1煤炭液化反应器224

4.6.2煤炭直接液化高温高压分离器226

4.6.3煤炭直接液化常压蒸馏塔226

4.6.4煤炭直接液化减压蒸馏塔228

4.6.5煤浆加热炉229

4.6.6减压压馏塔进料加热炉230

4.6.7煤浆混合罐底菜230

4.6.8高压油煤浆进料菜232

4.6.9反应器循环菜233

4.6.10减压压馏塔塔底菜235

4.6.11煤浆混捏机236

4.6.12煤粉在线质量流量计237

4.6.13煤液化高压差调压阀237

参考文献238

第A章煤炭直接液化油加氢稳定240

5.1煤液化油加氢稳定的化学反应240

5.1.1烯烃的加氢饱和反应241

5.1.2加氢脱杂原子反应241

5.1.3芳烃部分加氢饱和245

5.2加氢稳定催化剂246

5.2.1Ni-Mo类加氢催化剂249

5.2.2预硫化Ni-Mo类催化剂258

5.2.3Ni-W类加氢催化剂273

5.2.4加氢稳定催化剂的失活与再生277

5.2.5催化剂的器外预硫化279

5.3加氢稳定原料和产品280

5.3.1加氢稳定装置的原料280

5.3.2加氢稳定全馏分产物性质287

5.3.3加氢稳定装置的产品288

5.3.4溶剂的作用及溶剂的供氢性292

5.3.5加氢稳定单元的物料平衡及产品分布310

5.3.6加氢稳定单元的元素平衡分析311

5.4加氢稳定工艺过程和工艺流程313

5.4.1加氢稳定工艺过程313

5.4.2加氢稳定工艺流程317

5.5主要操作录和操作技术322

5.5.1加氢稳定过程的主要影响因素322

5.5.2加氢稳定装置的开工、停工操作335

5.5.3沸腾床反应器的操作与控制339

5.6主要设备340

5.6.1高压进料菜340

5.6.2反应进料加热炉342

5.6.3反应器344

5.6.4反应器底部循环菜346

5.6.5高压分离器350

5.6.6压缩机352

5.6.7重要的冷换设备358

5.6.8分馏塔加热炉360

5.6.9分馏塔361

参考文献363

第6章煤液化轻油的加氢改质365

6.1煤液化轻油加氢改质的化学反应367

6.1.1加氢脱杂原子反应367

6.1.2芳烃加氢饱和加氢裂化369

6.2加氢改质催化剂371

6.2.1加氢精制催化剂的作用376

6.2.2加氢改质催化剂的作用381

6.2.3催化剂的装填与预处理387

6.2.4催化剂的失活与再生389

6.3原料和产品392

6.3.1加氢改质装置的原料392

6.3.2加氢改质装置的产品393

6.3.3加氢改质装置的物料平衡及产品分布407

6.3.4加氢改质装置的元素平衡分析408

6.4加氢改质工艺过程和工艺流程410

6.4.1加氢改质工艺过程411

6.4.2加氢改质工艺流程413

6.5主要操作参数和操作技术415

6.5.1加氢改质过程的主要影响因素415

6.5.2加氢改质装置的开工、停工操作431

6.5.3加氢改质装置的重要操作与控制434

6.6主要设备438

6.6.1进料过滤器438

6.6.2高压进料菜440

6.6.3反应进料加热炉441

6.6.4反应器443

6.6.5高压分离器445

6.6.6高压换热器447

6.6.7高压空冷器449

6.6.8压缩机450

6.6.9分馏加热炉451

6.6.10分馏塔453

参考文献456

第7章煤炭直接液化的轻烃回收458

7.1轻烃回收的原理458

7.1.1吸收过程458

7.1.2解吸过程460

7.2原料和产品461

7.2.1轻烃回收装置的原料462

7.2.2轻烃回收装置的产品463

7.2.3轻烃回收装置物料平衡464

7.3工艺过程和工艺流程466

7.3.1吸收稳定的工艺过程466

7.3.2吸收稳定的工艺流程470

7.4主要操作参数和操作技术472

7.4.1主要操作参数472

7.4.2主要操作技术482

7.5主要设备489

7.5.1气体压缩机489

7.5.2吸收塔490

7.5.3解吸塔492

7.5.4稳定塔493

7.5.5液氨气化冷却器494

7.5.6重沸器496

参考文献498

第8章气体脱硫与液化气脱硫醇499

8.1醇胺法气体兑硫499

8.1.1典型的化学反应500

8.1.2脏溶剂500

8.1.3煤液化气体脏的原料和产品502

8.1.4煤液化气体脏工艺流程505

8.1.5气体脏的主要操作参数及操作技术508

8.1.6气体脏的重要设备516

8.2液化气脱硫醇516

8.2.1脏醇反应原理516

8.2.2催化剂和助剂517

8.2.3脱醇工艺517

8.2.4煤液化的液化气脏醇工艺流程521

8.2.5煤液化的液化气脏醇单元物料平衡523

8.2.6液化气脱硫醇的重要操作控制因素523

8.2.7液化气脱硫醇的主要设备525

参考文献526

第9章煤制氢与氢气系统优化528

9.1煤气化制氢528

9.1.1煤气化制氢工艺过程528

9.1.2神华煤炭液化示范工程煤制氢工艺流程544

9.1.3煤制氢原料、产品及物料平衡561

9.1.4煤制氢装置的重要操作及控制技术564

9.1.5煤制氢装置的主要设备571

9.2氢气回收587

9.2.1回收中压气中的氢气587

9.2.2回收干气中的氢气588

9.3煤炭直接液化示范项目用氢分析605

9.3.1氢气的生产607

9.3.2产品含氢及氢气消耗607

9.3.3煤液化示范工程氢气平衡及分析611

参考文献612

第10章煤液化产品的使用及应用前景614

10.1液化气的应用614

10.1.1丙烷脱氢工艺简介616

10.1.2煤液化液化气丙烷组分脱氢制丙烯分析624

10.2石脑油的应用625

10.2.1煤液化石脑油催化重整生产车用汽油626

10.2.2煤液化石脑油生产汽油和芳烃的方案研究631

10.3柴油的应用631

10.3.1柴油馏分的十六烷值与族组成的关系632

10.3.2柴油调和及添加剂调配研究635

10.3.3煤直接液化加氢改质柴油的发动机性能及排放试验655

10.4大比重喷气燃料的试生产及评价681

10.4.1煤基喷气燃料馏程分布681

10.4.2煤直接液化燃料试样的金属含量683

10.4.3煤基喷气燃料组成特性684

10.4.4煤基喷气燃料添加剂相容性685

10.4.5燃料组成与理化性能之间的相关性685

10.4.6煤直接液化喷气燃料的部分使用性能687

10.4.7煤直接液化喷气燃料的试生产688

10.5液化残渣的应用689

10.5.1煤液化残渣的组成、结构与性质690

10.5.2煤液化残渣的直接利用698

10.5.3煤液化残渣的溶剂萃取及萃取物应用710

参考文献723

第11章煤炭直接液化环境保护724

11.1工艺装置的环境保护724

11.1.1备煤装置724

11.1.2催化剂制备装置728

11.1.3煤液化装置730

11.1.4加氢稳定装置731

11.1.5加氢改质装置732

11.1.6煤制氢装置734

11.1.7空分装置735

11.1.8轻烃回收装置735

11.1.9含硫污水汽提装置736

11.1.10硫黄回收装置736

11.1.11气体脱硫装置737

11.1.12酚回收装置738

11.1.13油灰渣成型装置738

11.2燃煤锅炉及自备电站的环境保护739

11.2.1工艺流程简述739

11.2.2主要污染物及处理措施739

11.2.3环保监测结果741

11.2.4自备电站脱硫脱硝技术改造751

11.3酸性气处理与硫平衡758

11.3.1酸性气处理758

11.3.2煤炭直接液化项目硫平衡764

11.4污水处理767

11.4.1含硫污水的工艺处理767

11.4.2污水处理场处理779

11.4.3工业废水“零排放”实践794

11.5C02的排放、捕集与地质封存795

11.5.1煤炭直接液化示范工程C02排放分析795

11.5.2C02的捕集与地质封存799

参考文献805 2100433B